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La localidad española de Marbella alberga la instalación solar fotovoltaica residencial con almacenamiento energético más grande de Europa. La solución implementada a cargo de Webatt Energía, único gold partner en el ámbito español y en Andorra de las sonnenBatterie, consta de dos sistemas sonnen Pro 2.0, que ofrecen una respuesta total de 90 kWh de acumulación y 19,8 kW de potencia máxima de carga y descarga. De esta manera, queda garantizado el máximo autoconsumo fotovoltaico diario posible y responde a las exigentes necesidades energéticas del cliente. Así mismo, esta instalación en la costa andaluza se ha erigido como la de mayor almacenamiento de ámbito residencial con baterías sonnen en todo el mundo.

Características técnicas de la solución

Estas extraordinarias prestaciones han sido logradas gracias a la solución implantada, que consta de dos sistemas sonnen Pro 2.0 de 45 kWh de energía almacenada y una potencia de 9,9 kW cada una.

Entre las características técnicas especiales de las sonnen Pro sobresalen:

– Índice DoD: 90%
– Tecnología de las celdas: LFP (fosfato de hierro y litio)
– Eficiencia máxima del inversor: 96%
– Eficiencia máxima de la batería: 98%
– Protección contra el polvo y el agua: IP 30
– Modo operativo: 3 fases
– Garantía: 10.000 ciclos de carga ó 10 años

Un sistema sonnen Pro 2.0 está formado por tres baterías sonnen ECO 8.0 en paralelo que posteriormente se unifican mediante internet a través de una red LAN. En esta red una batería ejerce las funciones de “master” (principal) y las otras dos son “slaves” (esclavos). Esta unión y configuración hace que trabajen de manera conjunta y cohesionada si necesidad de estar ubicadas en una única localización.

Cada batería sonnen ECO 8.0 ofrece un tercio de las características totales del sistema Pro 2.0 de sonnen, es decir, que cada una de las máquinas genera una potencia de 3,3 kW y una capacidad de almacenamiento de 15 kWh. De esta manera, cada sistema sonnen Pro, al unificar las tres baterías, acaba dando una respuesta de 9,9 kW y 45 kWh.

Cabe añadir que cada sonnenBatterie está compuesta por un inversor que transforma la energía de alterna a continua y se encarga de cargar y descargar las baterías; los módulos de 2,5 kWh de almacenamiento de energía que se pueden ir instalando hasta un máximo de 6 por máquina, otorgando los 15 kWh por máquina / batería. La modularidad y flexibilidad está garantizada.

En consecuencia, la vivienda de Marbella ha ofrecido el triple de respuesta que con una sola batería con la ventaja añadida de unificar y simplificar la instalación tanto por parte del instalador como del cliente. El cliente, a su vez, en vez de tener que consultar tres baterías diferentes visualiza una sola con toda la información relativa al consumo, la energía que producen las placas, los ciclos de carga y descarga de las baterías así como los porcentajes de autosuficiencia (energía autoabastecida de la instalación).

Otra de las ventajas que ofrecen las sonnen Pro 2.0 es que las tres baterías no necesitan estar juntas, pueden estar instaladas en diferentes localizaciones de la vivienda. Mientras estén en la misma instalación eléctrica y red de internet pueden trabajar juntas.

Además, la característica esencial de contar con dos sistemas sonnen Pro 2.0 es la extra de potencia y energía almacenada, se multiplica por dos la capacidad total de la instalación. Aun así es ocho veces más potencia que una instalación estándar y dieciocho veces más capacidad que en una vivienda estándar, donde se acostumbra a instalar una sola batería sonnen con 5 kWh de almacenamiento y 2,5 kW de potencia.

Los clientes que instalan un módulo más en las baterías aumentan la capacidad de almacenamiento a 7,5 kWh y la potencia a 3,3 kW.

Modularidad, clave de las sonnenBatterie

¿A qué se debe el hecho de diseñar e implementar una instalación de las dimensiones como la de Marbella? El cliente necesitaba disponer de una instalación capaz de suministrar energía a ocho máquinas de climatización (5 trifásicas y 3 monofásicas), aparte de calentadores para la piscina y un punto de recarga para un vehículo eléctrico. Este hecho demuestra una de las grandes aportaciones de valor de las sonnenBatterie.

Su modularidad y flexibilidad, que le permite adaptarse a cualquier necesidad de una vivienda al poder instalarse en módulos de 5kWh hasta 45kWh. Así, permite adaptarse a las necesidades presentes –y futuras- de cada usuario por lo que las sonnenBatterie son instalables en cualquier tipología de vivienda sin necesidad de acometer molestas y grandes obras. Por ejemplo, la instalación completa de todo el sistema del hogar en Marbella se completó en apenas 4 días.

Producción energética monitorizada

La instalación se encuentra ya a pleno rendimiento desde el pasado verano y la monitorización de sus consumos ha arrojado las siguientes cifras. Durante el mes de junio se han producido 1.812 kWh de energía fotovoltaica y, dos meses después, en agosto, el rendimiento energético alcanzó los 1.522 kWh. Ello gracias a una instalación solar de 16 kWp implementada en todo el tejado de la vivienda con el objetivo de aprovechar al máximo posible la radiación solar en Marbella.

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E.ON ha mejorado sus baterías de emergencia en una de sus subestaciones de distribución en el noroeste de Hungría en un proyecto piloto, al cambiar baterías de plomo-ácido a baterías de níquel de Saft. El objetivo es mostrar cómo se puede instalar la última tecnología Saft como reemplazo directo “Plug and Play” de baterías de plomo-ácido. E.ON es uno de los primeros en beneficiarse de la última tecnología de batería de níquel sin mantenimiento, Uptimax de Saft, que se lanzó a finales de 2018.

La batería Uptimax es una nueva generación de baterías de níquel que puede cargarse completamente a un nivel de tensión único en lugar de uno doble. Como resultado, E.ON podrá actualizar las baterías mientras mantiene el cargador existente.

La tecnología de batería de níquel Saft Uptimax ofrece un valor a largo plazo durante la vida útil de una instalación. Proporciona una larga vida operativa, alta disponibilidad y robustez. A diferencia del plomo-ácido, las baterías de níquel Uptimax no experimentan una muerte súbita ni necesitan mantenimiento. Además, pueden aceptar una carga rápida para un breve retorno al servicio después de un corte de energía, lo que reduce el riesgo y los requisitos de respaldo.

Los modelos anteriores de baterías de níquel necesitaban una tensión de carga más alta, que requería el reemplazo de los cargadores de batería existentes o una actualización para ajustar la tensión de carga. Sin embargo, esto no es necesario para la última generación de Uptimax, lo que facilita la instalación y disminuye el coste general de los sistemas de CC.

Roland Knobloch, gerente de ventas de Saft para Europa Central, dijo: “Al instalar las últimas baterías de níquel Saft Uptimax, E.ON se beneficiará de la fiabilidad a largo plazo, la operación sin mantenimiento y el rápido retorno al servicio, todo sin reemplazar o actualizar su cargador de batería. Creemos que este es el primero de muchos éxitos para la nueva Uptimax“.

Saft está suministrando dos sistemas de baterías de níquel, cada uno compuesto por 170 celdas Uptimax 195 Ah y fabricado en la fábrica de Saft en Oskarshamn, Suecia, a través de Statron Hungría, el integrador de suministros de energía industrial. Las dos empresas formaron una asociación en 2017 para identificar emplazamientos potenciales para reemplazar las baterías de plomo-ácido existentes en la red de distribución de 120 kV de Hungría.

Las subestaciones requieren sistemas de energía de respaldo de batería para operar la aparamenta eléctrica, así como sistemas de monitoreo y control, en caso de un corte de energía. Las baterías proporcionan la energía para maniobrar las configuraciones de red, eliminando faltas y ayudando a los operadores a realizar reparaciones de la red de manera segura.

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Fain Ascensores, empresa especializada en el transporte vertical, lanza al mercado ION Green Solar, el primer ascensor del mundo que utiliza únicamente energías limpias. Para alcanzar este hito, el ascensor, que ha sido diseñado, desarrollado y fabricado en España en su totalidad, utiliza un mecanismo que funciona con energía solar y optimiza al máximo el consumo eléctrico , siendo 100% sostenible.

Estas cifras solo son posibles debido a que ION ha reducido un 30% el peso de la cabina mediante la utilización de acero de alta resistencia, la inclusión de un nuevo sistema de tracción revolucionario y la adición del sistema KERS de recuperación de energía. Gracias a estas mejoras, la primera de las modalidades de este ascensor, denominada “Green”, únicamente emplea 400W en su funcionamiento, el equivalente a un secador de pelo, ahorrando un 96% en la factura de la luz y un 86% las emisiones de CO2. Además, en su segunda modalidad, llamada “Solar”, este ascensor está conectado a módulos fotovoltaicos, reduciendo su consumo eléctrico y emisiones a 0.

Conectividad y seguridad, prioridades para Fain

ION también asegura la seguridad y el entretenimiento de sus pasajeros a través de una pantalla TFT (transistor de película delgada) de 10 in que, además de ofrecer noticias y vídeos que se actualizan constantemente, está en comunicación continua con el equipo del Centro de Atención al Cliente y los técnicos de mantenimiento. Con este sistema se puede controlar el funcionamiento del ascensor de forma remota durante las 24 horas del día. Además, en caso de un corte de electricidad, ION puede seguir funcionando hasta un máximo de 100 viajes y adicionalmente cuenta con un sistema de rescate rápido y seguro operado por baterías con monitorización electrónica de velocidad.

Silencio, confort y diseño

La innovación de ION también supone un incremento en el confort de sus pasajeros.

La eliminación de los elementos electromecánicos ha permitido suprimir por completo los ruidos y conseguir un funcionamiento extremadamente silencioso.

Fain ha optimizado el espacio, consiguiendo una cabina de mayores dimensiones interiores al reducir el tamaño de todos los componentes del ascensor, logrando una mejor estética y una mayor comodidad para los pasajeros.

También ha incorporado en ION 3 líneas vanguardistas de diseño, con múltiples opciones de personalización para que sus clientes elijan las que mejor se adaptan a su estilo.

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Ampere Energy ha instalado tres equipos de almacenamiento de energía Ampere Tower S 12.5 de 12 kWh de capacidad cada uno, en la sede de la ONG Oxfam Fair Trade, en Gante (Bélgica).

El edificio, que cuenta con una instalación de generación solar fotovoltaica en cubierta con 306 paneles instalados en una superficie de 1.456 m2 con un total de 83 kWp de potencia, importa de la red el 57% de su consumo eléctrico anual. Gracias a la incorporación de las baterías de Ampere Energy a la instalación de autoconsumo fotovoltaico, la sede de Oxfam conseguirá reducir este consumo en un 15%-20%, llegando a un 70% anual proveniente de la generación solar.

En una primera fase, las baterías se probarán en el contexto del proyecto europeo de I+D WiseGRID para testear la provisión de servicios de gestión de demanda al Operador del Sistema de Distribución (DSO). El proyecto WiseGRID, cuyo objetivo es lograr una mayor eficiencia, estabilidad y seguridad de la red energética europea, ha sido financiado por el Programa H2020 de la Unión Europea. Esta iniciativa, en la que Ampere Energy aporta su experiencia en el campo de la gestión energética y el autoconsumo, ayudará a cumplir con las directrices de futuro que marca la Unión Europea, dirigidas hacia el fomento de las fuentes renovables y el empoderamiento del consumidor.


Reducción del impacto medioambiental

Los equipos de Ampere Energy, especialmente indicados para viviendas residenciales y pequeños negocios, emplean sistemas de Inteligencia Artificial y herramientas Big Data que analizan la previsión meteorológica, el precio de la energía y el perfil de consumo del usuario. Asimismo, fomentan el uso de energía limpia y contribuyen a reducir la huella de carbono. En el caso concreto de la instalación realizada en la sede de Oxfam, el impacto ambiental se materializa en una independencia energética de consumo desde la red eléctrica que puede alcanzar el 67% durante ciertos meses del año, logrando que anualmente alrededor de 1.453 Kg de CO2 no sean liberados a la atmósfera, lo que equivale a 42.737 Km al año no recorridos con el empleo de combustibles fósiles.

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Instalaciones globales de almacenamiento de energía / Global cumulative energy storage installations

Las instalaciones de almacenamiento de energía, incluidas las baterías estacionarias utilizadas en ocho aplicaciones, pero excluyendo la hidroeléctrica de bombeo, en todo el mundo, se multiplicarán exponencialmente, de un modesto 9 GW/17 GWh desplegado hasta 2018 a 1.095 GW/2.850 GWh para 2040, según el último pronóstico de la empresa de investigación BloombergNEF (BNEF).

Según las estimaciones de BNEF, este auge de 122 veces del almacenamiento estacionario de energía durante las próximas dos décadas requerirá una inversión de 662.000 M$, y será posible gracias a una fuerte disminución del coste de las baterías de ion de litio, además de una reducción del 85% en el período 2010-18.

El informe Energy Storage Outlook 2019 de BNEF predice una reducción a la mitad de los costes de las baterías de ionde litio por kWh para 2030, a medida que la demanda despega en dos mercados diferentes: almacenamiento estacionario y vehículos eléctricos. El informe continúa modelando el impacto de esto en un sistema eléctrico global cada vez más penetrado por eólica y solar de bajo coste.

Dos grandes cambios en el informe son que BNEF ha aumentado su estimación de la inversión que se destinará al almacenamiento de energía para 2040 en más de 40.000 M$, y que BNEF ahora piensa que la mayoría de la nueva capacidad será a gran escala, en lugar de aplicaciones “detrás del contador” en hogares y negocios.

El análisis de BNEF sugiere que se pueden usar baterías más baratas en más y más aplicaciones. Estas incluyen el desplazamiento de energía (mover en el tiempo el suministro de electricidad a la red, a menudo debido al exceso de generación de solar y eólica), alcanzar el máximo en el sistema de energía al por mayor (para gestionar picos de demanda), así como para los clientes que buscan ahorrar en sus facturas de energía comprando electricidad a horas baratas y usándola más tarde.

A corto plazo, el almacenamiento de energía renovable, especialmente el almacenamiento de energía solar, se ha convertido en un importante motor para la instalación de baterías. Esto configura una nueva era para las energías renovables despachables, basada en nuevas estructuras contractuales entre el desarrollador y la red.

Solo 10 países están en camino de representar casi las tres cuartas partes del mercado mundial en términos de potencia instalada, según el pronóstico de BNEF. Corea del Sur es el mercado líder en 2019, pero pronto cederá esa posición, con China y EE.UU. muy por delante en 2040. Los mercados significativos restantes incluyen India, Alemania, Latinoamérica, el sudeste asiático, Francia, Australia y Reino Unido.

Se está desarrollando una transición fundamental en el sistema eléctrico y el sector del transporte. La caída de costes de las energías eólica, solar y de las baterías significa que la energía eólica y solar constituirán casi el 40% de la electricidad mundial en 2040, frente al 7% actual. Mientras tanto, los vehículos eléctricos de pasajeros podrían convertirse en un tercio de la flota mundial de vehículos de pasajeros para 2040, en comparación con menos del 0,5% actual, lo que agregaría una gran escala al sector de fabricación de baterías.

La demanda de almacenamiento aumentará para equilibrar la mayor proporción de generación renovable variable en el sistema eléctrico. Las baterías se elegirán cada vez más para gestionar esta dinámica combinación de oferta y demanda.

El informe revela que el almacenamiento de energía se convertirá en una alternativa práctica para la generación de electricidad de nueva construcción o el refuerzo de la red. El almacenamiento “detrás del contador” también se utilizará cada vez más para proporcionar servicios del sistema además de aplicaciones de cliente.

Se prevé que la demanda total de baterías de los sectores de almacenamiento estacionario y transporte eléctrico será de 4.584 GWh para 2040, lo que brinda una gran oportunidad para los fabricantes de baterías y la minería de metales componentes como el litio, el cobalto y el níquel.

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La operadora vallisoletana AUVASA ha renovado por tercera vez su apuesta por Vectia al incorporar a su flota seis nuevos vehículos Veris.12 Partial Electric. Los nuevos autobuses se caracterizan por poseer un sistema de almacenamiento de energía basado en baterías, que permiten realizar el cambio de híbrido a eléctrico de forma automática. El vehículo no necesita carga externa de ningún tipo para poder circular en cero emisiones.

Al igual que los entregados a principios de año, las seis nuevas unidades están equipadas con todos los sistemas de accesibilidad a pasajeros con movilidad reducida.

Estos vehículos se suman a los once Vectia que ya posee AUVASA. Con éstos nuevos buses, la empresa ya cuenta con 17 autobuses híbridos y eléctricos del fabricante navarro perteneciente al grupo CAF.

Funcionamiento en modo eléctrico

Uno de los principales rasgos diferenciales de este modelo de Vectia es que pueden funcionar 100% en modo eléctrico en la denominada Zona de Bajas Emisiones (ZBE) del centro histórico de la ciudad. Estos autobuses pueden circular una parte de su recorrido en modo cero emisiones sin necesidad de carga externa, ni en cocheras ni en línea.

De este modo, los autobuses pueden explotarse en dos modos de operación: en modo híbrido estándar o en modo 100% Eléctrico en la ZBE. En este segundo modo de operación el vehículo se propulsa única y exclusivamente desde su sistema de acumulación de energía, sin que se pierdan prestaciones ni funcionalidad del vehículo. Los nuevos autobuses circularán en distintas líneas de la ciudad.

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2018 fue un año notable para el almacenamiento de energía estacionario. Los gobiernos y los legisladores de todo el mundo están comenzando a despertar al valor que las baterías pueden ofrecer a la red, tanto en términos de flexibilidad como de descarbonización. Se implementaron más de 6 GWh, y los líderes del mercado como Tesla esperan duplicar sus instalaciones en 2019.

El progreso se debe en gran parte a la caída de los costes de las baterías de ión de litio, impulsada por las economías de escala de la industria del vehículo eléctrico: los vehículos eléctricos enchufables en la carretera superaban los cinco millones a principios de 2019 a nivel mundial. De hecho, al caer los costes, los proyectos con sistemas de baterías de mayor duración se han vuelto viables (muchos de los nuevos proyectos a nivel de red ahora son de cuatro horas). Esto ha creado oportunidades para los desarrolladores de almacenamiento: en algunos escenarios, incluso ha permitido el desplazamiento de plantas peaker de gas, para redes que buscan descarbonizarse completamente. Como se detalla en el nuevo informe de IDTechEx, “Batteries for Stationary Energy Storage 2019–2029”, se están llevando a cabo proyectos enormes.

Por ejemplo, el famoso desafío “100 MW (120 MWh) en 100 días” de Elon Musk al gobierno de Australia del Sur, el anterior récord mundial ahora en funcionamiento, es una fracción del sistema planificado de 730 MWh que Tesla instalará en Moss Landing, California, para ayudar a reemplazar tres plantas de gas antiguas.

EE.UU. ha liderado la industria durante varios años; un mandato importante de California junto con incentivos financieros de gran presupuesto han apoyado el despliegue en el país, así como las baterías adquiridas para respuesta de frecuencia en el territorio de PJM desde 2012 a 2017 (ahora saturadas). En 2018, las decisiones históricas como la Orden FERC 841, los ambiciosos objetivos de descarbonización y las energías renovables en multitud de estados, así como el creciente impulso de los mandatos de almacenamiento de energía en todo el estado allanarán el camino para el futuro del almacenamiento de energía en el país.

El panorama global también está cambiando: tanto China como Corea del Sur lideraron el mercado con 1 GWh en instalaciones anuales en 2018, India también está encargando algunos de sus primeros proyectos a gran escala. Con tan rápido progreso, surgieron problemas: para satisfacer la repentina demanda en Corea del Sur, los fabricantes de sistemas de almacenamiento en baterías se comprometieron con la calidad, lo que llevó a un cierre del gobierno de cientos de sistemas de baterías públicas que se incendiaron espontáneamente. El problema fue informado por los medios de comunicación coreanos como sistemas de gestión de batería defectuosos.

A pesar de los contratiempos, los ambiciosos niveles de integración de las energías renovables en muchos de estos países, sin embargo, requerirán enormes cantidades de almacenamiento de energía para poder seguir avanzando.

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Foto cortesía de Freepik

Representantes del Ministerio de Industria y de un grupo de empresas españolas asistieron ayer miércoles en Berlín a la primera reunión de coordinación para la definición de un nuevo Proyecto Importante de Interés Común Europeo (IPCEI, por sus siglas en inglés) de Baterías liderado por Alemania.

Este IPCEI se enmarca en la iniciativa Alianza Europea de las Baterías (EBA), impulsada por la Comisión Europea y de la que España forma parte activa desde su creación. Los proyectos IPCEI permiten a los participantes interactuar bajo una dinámica de partenariado y su objetivo fundamental es anclar en Europa las industrias vinculadas a las cadenas de valor del futuro.

El proceso de selección de las empresas se inició a primeros de este mes con el lanzamiento de un aviso público de manifestación de interés (Call of interest), al que respondieron compañías con proyectos innovadores en la cadena de valor vinculada a las baterías eléctricas, desde la producción de materias primas hasta los procesos industriales de reciclaje.

Los representantes explicaron en Berlín sus proyectos de I+D+i al resto de empresas europeas -procedentes de doce países-, comenzando así los trabajos de definición de un proyecto tecnológico europeo que permita a la industria europea dominar todos los aspectos de la cadena de valor de las baterías.

Las empresas seguirán en contacto en las próximas semanas y deberán finalmente decidir sobre su participación en el consorcio y el alcance de sus proyectos. Se espera que el trabajo se extienda hasta el próximo mes de septiembre.

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Las profundas reducciones de costes de las tecnologías eólica, solar y de baterías darán como resultado que para 2050 la mitad de la energía necesaria para la red provendrá de estas dos fuentes de energía renovable de rápido crecimiento, según las últimas proyecciones de BloombergNEF (BNEF). En su New Energy Outlook 2019 (NEO), BNEF considera que estas tecnologías garantizan que, al menos hasta 2030, el sector energético contribuirá a evitar que las temperaturas globales aumenten más de 2 ºC.

Cada año, NEO compara los costes de tecnologías energéticas competitivas a través de un análisis del coste nivelado de de energía. Este año, el informe encuentra que, en aproximadamente dos tercios del mundo, eólica o solar representan ahora la opción más barata para agregar nueva capacidad de generación de energía.

Se espera que la demanda de electricidad aumente en un 62%, lo que resultará en una capacidad de generación global que casi se triplicará entre 2018 y 2050. Esto atraerá 13.300 b$ en nuevas inversiones, de las cuales la energía eólica se llevará 5.300 b$ y la solar 4.200 b$. Además del gasto en nuevas centrales eléctricas, 840.000 M$ se destinarán a baterías y 11.400 b$ a la expansión de la red.

NEO comienza analizando las tendencias tecnológicas y los precios de los combustibles. Los resultados muestran que el papel del carbón en el mix energético mundial caerá del 37% actual al 12% para 2050, mientras que el petróleo como fuente de generación de energía está virtualmente eliminado. Eólica y solar crecen desde el 7% de la generación actual hasta el 48% para 2050. Las contribuciones de la energía hidroeléctrica, el gas natural y la energía nuclear se mantienen aproximadamente niveladas en términos porcentuales.

El análisis del sistema energético realizado por BNEF refuerza un mensaje clave de New Energy Outlook anteriores: que los módulos solares fotovoltaicos, los aerogeneradores y las baterías de iones de litio continuarán en curvas agresivas de reducción de costes, del 28%, 14% y 18% respectivamente por cada duplicación de la potencia global instalada. Para 2030, la energía generada o almacenada y despachada por estas tres tecnologías reducirá la electricidad generada por las plantas de carbón y gas existentes en casi todas partes.

El crecimiento proyectado de las energías renovables hasta 2030 indica que muchas naciones pueden seguir un camino para la próxima década y media que sea compatible con mantener el aumento de las temperaturas mundiales en 2 ºC o menos. Y pueden hacerlo sin introducir subsidios directos adicionales para las tecnologías existentes, como la solar y la eólica.

Los días en que se necesitan apoyos directos como por ejemplo tarifas de alimentación están llegando a su fin. Aún así, para lograr este nivel de transición y descarbonización, se requerirán otros cambios políticos, a saber, la reforma de los mercados energéticos para garantizar que eólica, solar y baterías sean remuneradas adecuadamente por sus contribuciones a la red. NEO es fundamentalmente independiente de las políticas, pero asume que los mercados operan de manera racional y justa para permitir que ganen los proveedores que ofrezcan menores costes.

Europa descarbonizará su red más rápido, con el 92% de su electricidad suministrada por fuentes renovables en 2050. Las principales economías de Europa Occidental en particular ya están en una trayectoria para descarbonizaser significativamente gracias a la fijación de precios del carbono y al fuerte apoyo político. EE.UU., con su abundancia de gas natural de bajo precio, y China, con su moderna flota de plantas de carbón, le siguen a un ritmo más lento.

China considera que sus emisiones del sector eléctrico aumentarán en 2026, y luego caerán más de la mitad en los siguientes 20 años. La demanda de electricidad de Asia se duplicará con creces hasta 2050. Con 5.800 b$, toda la región de Asia Pacífico representará casi la mitad de todo el capital nuevo que se gastará a nivel mundial para satisfacer esa creciente demanda. China e India juntas son una oportunidad de inversión de 4.300 b$. EE.UU. verán cómo se inviertan 1.100 b$ en nueva capacidad energética, con las energías renovables doblando su participación en la generación, hasta el 43% en 2050.

Las perspectivas para las emisiones globales y el aumento de la temperatura en 2 ºC o menos es mixta, según el NEO de este año. Por un lado, el conjunto de energía solar, eólica y baterías pondrá al mundo en una ruta compatible con estos objetivos al menos hasta 2030. Por otro lado, se necesitará hacer mucho más allá de esa fecha para mantener al mundo en ese camino de 2 ºC.

Una de las razones es que eólica y solar serán capaces de alcanzar el 80% del mix de generación eléctrica en varios países para mediados de siglo, con la ayuda de las baterías, pero ir más allá será difícil y requerirá que otras tecnologías hagan su parte, entre ellas: energía nuclear, biogás a energía, hidrógeno verde a energía y captura y almacenamiento de carbono.

El análisis de BNEF sugiere que los gobiernos deben hacer dos cosas separadas: una es garantizar que sus mercados sean amigables con la expansión de las energías eólica, solar y de las baterías ,de bajo coste; y el otro es respaldar la investigación y el despliegue temprano de estas otras tecnologías para que puedan aprovecharse a escala a partir de la década de 2030 en adelante.

En NEO 2019, BNEF por primera vez considera el 100% de la electrificación del transporte por carretera y la calefacción de edificios residenciales, lo que lleva a una expansión significativa del papel de la generación de energía.

Bajo esta proyección, la demanda global de electricidad crecería en un cuarto en comparación con un futuro en el que el transporte por carretera y el calor residencial solo se electrificarían en la medida prevista en el escenario principal de NEO. La capacidad de generación total en 2050 tendría que ser tres veces el tamaño de la que está instalado actualmente. En general, la electrificación del calor y el transporte reduciría las emisiones en toda la economía, ahorrando 126 GtCO2 entre 2018 y 2050.

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Hoy en día, el automóvil promedio funciona con combustibles fósiles, pero la creciente presión por la acción climática, la caída de costes de las baterías y la preocupación por la contaminación del aire en las ciudades, ha dado vida al vehículo eléctrico, otrora caro y desatendido. Muchos de los nuevos vehículos eléctricos ya superan las capacidades en la carretera de sus contrapartes propulsados por combustibles fósiles, y los planificadores energéticos están buscando llevar la innovación al garaje: el 95% del tiempo de un automóvil se gasta estacionado. El resultado es que, con una planificación cuidadosa y la infraestructura adecuada, los vehículos eléctricos estacionados y conectados podrían ser los bancos de baterías del futuro, estabilizando las redes eléctricas que funcionan con energía eólica y solar.

“Los vehículos eléctricos a escala pueden crear una gran capacidad de almacenamiento de electricidad, pero si todos cargan sus vehículos eléctricos simultáneamente en la mañana o en la noche, las redes eléctricas pueden estresarse. El momento en que se realiza la recarga es, por lo tanto, crítico. La recarga inteligente, que carga vehículos y apoya a la red, desbloquea un círculo virtuoso en el que la energía renovable hace que el transporte sea más limpio y los vehículos eléctricos permiten una mayor participación de las fuentes renovables“, dice Dolf Gielen, Director del Centro de Innovación y Tecnología de IRENA.

Mirando ejemplos reales, un nuevo informe de IRENA, Innovation Outlook: smart charging for electric vehicles, guía a los países sobre cómo explotar el potencial de la complementariedad entre la electricidad renovable y los vehículos eléctricos. Proporciona una guía para los formuladores de políticas sobre la implementación de una estrategia de transición energética que saque el máximo provecho de los vehículos eléctricos.

Implementación inteligente

La recarga inteligente significa adaptar el ciclo de recarga de los vehículos eléctricos tanto a las condiciones del sistema energético, como a las necesidades de los usuarios. Al disminuir el estrés que produce en la red la recarga de vehículos eléctricos, la recarga inteligente puede hacer que los sistemas eléctricos sean más flexibles para la integración de renovables, y proporciona una opción de electricidad baja en carbono para abordar el sector del transporte, al mismo tiempo que satisface las necesidades de movilidad.

La rápida adopción del vehículo eléctrico en todo el mundo significa que la recarga inteligente podría ahorrar miles de millones de dólares en inversiones en la red, necesarias para soportar las cargas que suponen los vehículos eléctricos de manera controlada. Por ejemplo, el operador del sistema de distribución en Hamburgo, Stromnetz Hamburg, está probando un sistema de recarga inteligente que utiliza tecnologías digitales que controlan la recarga de vehículos según los sistemas y los requisitos de los clientes. Cuando se implemente completamente, reducirá la necesidad de inversiones en la red en la ciudad debido a la recarga de vehículos eléctricos en un 90%.

El análisis de IRENA indica que si la mayoría de los vehículos de pasajeros vendidos de 2040 en adelante serán eléctricos, más de 1.000 millones de vehículos eléctricos podrían estar en la carretera en 2050, en comparación con los 6 millones actuales, eclipsando la capacidad de las baterías estacionarias. Las proyecciones sugieren que en 2050, podrían estar disponibles alrededor de 14 TWh de baterías de vehículos eléctricos para proporcionar servicios de red, en comparación con solo 9 TWh de baterías estacionarias.

La implementación de sistemas de recarga inteligente varía de lo más básico a lo más avanzado. Los enfoques más simples alientan a los consumidores a diferir su recarga de los períodos de mayor a menor demanda. Los enfoques más avanzados, que utilizan tecnología digital, como los mecanismos de control directo, pueden ser útiles en el futuro para el sistema eléctrico al proporcionar balance de energía casi en tiempo real y servicios auxiliares.

Formas avanzadas de recarga inteligente

Un enfoque avanzado de recarga inteligente, llamado Vehículo a la red (V2G), permite que los vehículos eléctricos no solo extraigan la electricidad de la red, sino que también la inyecten. La tecnología V2G puede crear un caso de negocios para los propietarios de vehículos eléctricos, a través de agregadores, para proporcionar servicios auxiliares a la red. Sin embargo, para ser atractiva para los propietarios de vehículos eléctricos, la recarga inteligente debe satisfacer las necesidades de movilidad, lo que significa que los vehículos se deben cargar cuando sea necesario, al coste más bajo, y los propietarios posiblemente deberían recibir una remuneración por prestar servicios a la red. Los instrumentos políticos, como los descuentos para la instalación de puntos de recarga inteligente y las tarifas de tiempo de uso, pueden incentivar un amplio despliegue de la recarga inteligente.

Hemos visto probar esto en Reino Unido, Holanda y Dinamarca. Por ejemplo, desde 2016, Nissan, Enel y Nuvve se han asociado y trabajan en una solución de gestión energética que permite a los propietarios de vehículos y usuarios de energía operar como centros de energía individuales. Sus dos proyectos piloto en Dinamarca y Reino Unido han permitido a los propietarios de vehículos eléctricos Nissan ganar dinero inyectando energía a la red a través de los cargadores bidireccionales de Enel.

¿Solución perfecta?

Si bien los vehículos eléctricos tienen mucho que ofrecer para acelerar el despliegue de la energía renovable variable, su aceptación también presenta desafíos técnicos que deben superarse.

El análisis de IRENA sugiere que la recarga no controlada y simultánea de vehículos eléctricos podría aumentar significativamente la congestión en los sistemas energéticos y la carga máxima. Esto se traduce en limitaciones para aumentar la proporción de energía solar fotovoltaica y eólica en los sistemas energéticos, y la necesidad de costes adicionales de inversión en infraestructura eléctrica en forma de reemplazo y cables adicionales, transformadores, interruptores, etc., respectivamente.

Un aumento en la conducción autónoma y de la “movilidad como servicio”, es decir, las innovaciones para compartir coche o aquellas que permitirían a vehículo transportar a personas diferentes al propietario éste no lo esté usando, podrían reducir la potencial disponibilidad de vehículos eléctricos conectados a la red y funcionando como estabilizadores de la misma, ya que las baterías se conectarían y estarían disponibles para la red con menos frecuencia.

Impacto de la recarga según el tipo

También ha quedado claro que las recargas rápida y ultrarrápida son una prioridad para el sector de la movilidad, sin embargo, la recarga lenta es más adecuada para la recarga inteligente, ya que las baterías están conectadas y disponibles en la red durante más tiempo. Para la recarga lenta, es fundamental la ubicación de la infraestructura de recarga en el hogar y en el lugar de trabajo, un aspecto a considerar durante la planificación de la infraestructura. Las recargas rápida y ultrarrápida puede aumentar la tensión de demanda máxima en las redes locales. Las soluciones como el intercambio de baterías, las estaciones de recarga con almacenamiento en búfer y la recarga nocturna pueden ser necesarias, en combinación con las recargas rápida y ultrarrápida, para evitar grandes inversiones en infraestructura.

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